Блок реагентного хозяйства института Гипротюменнефтегаз

⇐ ПредыдущаяСтр 6 из 18Следующая ⇒

Для подачи значительных объемов реагента на групповых замерных установках, дожимных насосных станциях и на установках подготовки нефти институтом Гипротюменнефтегаз разработал блок реагентного хозяйства, который приспособлен для работы в суровых климатических условиях Западной Сибири.

Блок реагентного хозяйства предназначен для разогрева реагента до 50 – 80⁰С с целью снижения его вязкости и подачи его дозировочным насосом в нефтепровод.

В состав блока реагентного хозяйства входят: теплоизолированная будка с санями; электронагревательный аппарат с контрольной, предохранительной и запорной арматурой; дозировочные насосы НД-10/100 с электродвигателями во взрывозащищенном исполнении (ВЗГ); тележки для загрузки в нагревательную камеру бочек с реагентом и выгрузки их; пусковая электроаппаратура.

Рис. 3.7. Схема установки НДУ 50/150

Блок реагентного хозяйства имеет следующую техническую характеристику.

Производительность дозировочного насоса, л/ч
Давление, МПа (кгс/см²).	10 (100)
Диаметр плунжера, мм
Число ходов плунжера в минуту
Мощность электродвигателя, кВт	0, 27
Мощность, потребляемая нагревателем, кВт	До 3, 8
Рабочее напряжение, В
Сила тока, А	8 – 12
Объем воды, заливаемой в аппарат, л
Число бочек с реагентом, загружаемых в блок
Емкость бочки, л
Габариты блока, мм	350х1600х1915
Масса блока, кг

Устройство и принцип работы блока реагентного хозяйства следующие.

Теплоизолированная будка 9 (рис.3.8), внутри которой смонтировано все оборудование реагентного хозяйства, разделена промежуточной герметичной панелью на две части: нагревательную камеру а и щитовое помещение б. Будка 9 смонтирована на санях 11.

В нагревательной камере монтируется электронагревательный аппарат 13 и дозировочные насосы 1 с индивидуальным электродвигателем 3. Дозировочные насосы отделены от электронагревательного аппарата экраном из листовой стали. Для регулирования температуры в насосном отсеке в экране предусмотрена заслонка.

Над электронагревательным аппаратом располагаются на рельсах тележки 6 для установки двух бочек 7 с реагентом и загрузки их в нагревательную камеру блока. При загрузке и выгрузке бочек из нагревательной камеры используется приставка 4. В щитовом помещении устанавливаются распределительный щит 10 и пусковая электроаппаратура. Электронагревательный аппарат состоит из трубы 14 с тремя приваренными к нему патрубками для ввода электродов 12.

Рис.3.8. Блок реагентного хозяйства института Гипротюменнефтегаз

. С целью увеличения поверхности нагрева аппарата в трубу 14 вварены девять труб 15, с другой стороны приваренных к поперечной трубе 5. По этим трубам циркулирует пар, образующийся в трубе 14 при нагревании воды от электродов. Поперечная труба 5 связана с трубой 14 трубкой 16 для слива конденсата.

Электрод представляет собой медный стержень с припаянной к нему пластиной из нержавеющей стали. Пластина находится в воде, залитой в нагревательный аппарат.

К электродам с распределительного щита 10 с помощью магнитного пускателя подается электрический ток, и вода в аппарате нагревается. Электропроводность воды, а, следовательно, и ее температура зависят от содержания в ней растворенных солей.

В случае необходимости для увеличения электропроводности воды допускается добавлять в нее соль. Пар, образующийся при кипении воды, циркулирует по трубам аппарата. За счет тепла, излучаемого трубами, нагреваются бочки с реагентом, загруженные в нагревательную камеру.

На электронагревательном аппарате монтируются: кран для слива воды из аппарата, заливная горловина, электроконтактный манометр ЭКМ-1, предохранительный пружинный клапан, отрегулированный на давление 0, 17 МПа.

Обслуживание блока реагентного хозяйства в основном сводится к контролю уровня воды в нагревательном аппарате и к загрузке в аппарат новой бочки с реагентом после опорожнения ранее загруженной. Перед загрузкой бочки в ее 19-мм горловину ввинчивают заборное устройство с мерным стеклом, а в 50-мм горловину – сапун 8. После загрузки бочки в камеру шланг приемной линии 2 насоса с помощью накидных гаек соединяют с заборным устройством. В это время дозировка реагента по выкидной линии 17 насоса осуществляется из второй бочки, которая находилась на прогреве. Однако, как бы не была совершенна схема подачи деэмульгатора, положительных результатов в процессе подготовки нефти можно добиться только при правильном подборе реагента, месте его дозирования и рациональном расходе.

Методы разрушения эмульсий.

Способы разрушения эмульсий, условно делятся на следующие группы: химические, механические, термические и электрические.

Термические методы – деэмульгирования нефти ускоряется при ее подогреве. С повышением температуры возрастают Ван – Дер. Ваальсовые силы, усиливается броуновское движение, вероятно, увеличивается скорость химической адсорбции и уменьшается вязкость эмульсии. Следовательно, уменьшается прочность бронирующего слоя и ускоряет процесс деэмульгирования. Если парафины являются основными стабилизаторами эмульсий, то нагревание нефти до температуры, превышающей температуру плавления парафинов (50-65 ⁰С) приводит к полному разрушению эмульсии. Высокие издержки, потери легких фракций нефти в результате их испарения являются очень серьезными недостатками термического способа деэмульгирования нефти. Испарение легких нефтяных фракций приводит к тому, что растворимость асфальтенов снижается и повышается вероятность отложения твердых осадков на внутри корпусных устройствах нефтеперерабатывающих установок и стенках печных труб, а также повышается риск их коррозии.

Физические методы – к данной группе методов относятся отстаивание воды в гравитационных сепараторах (отстойниках), фильтрация эмульсии через слой волокнистого или гранулированного фильтрующего материала, центрифугирование, замораживание, пневматическая флотация и многое другое.

Фильтрация – нестойкие эмульсии успешно расслаиваются при пропускании их через фильтрующий слой, который может быть из гравия, битого стекла, древесины, металлических стружек, стекловаты и других материалов. Здесь деэмульсация нефтей основана на явлении селективного смачивания. Смачивание жидкостью поверхности твердого тела можно рассматривать как результат действия сил поверхностного натяжения, т.е. жидкость тем лучше смачивает твердое тело, чем меньше взаимодействие между ее молекулами.

Фильтрующее твердое вещество должно удовлетворять основным требованиям:

- иметь хорошую смачиваемость водой, чтобы произошло сцепление глобул воды с фильтрующим веществом, разрыв межфазных пленок, и произошла коалесценции (слияние) капель воды;

- быть достаточно прочным, чтобы обеспечить длительную эксплуатацию.

Данный метод не находит широкого применения из – за громоздкого оборудования, малой производительности, необходимости часто менять фильтры.

Электрические методы – между дисперсионной средой и поверхностью диспергированных в ней частиц существует разность потенциалов. При воздействии на эмульсию электрического поля диспергированные капли воды поляризуются и стремятся расположиться вдоль силовых линий поля, при этом капли вытягиваются, а противоположные заряды в капле смещаются к ее краям, возникают силы взаимного притяжения, в результате чего частицы дисперсной фазы соударяются друг с другом и сливаются в более крупные. Обработка эмульсии в электрическом поле не способствует полному ее расслоению, поэтому данный способ, как правило, применяют в сочетании с термохимическими методами разрушения эмульсий.

Химические методы – нашли наиболее широкое применение в промышленности. Химическое деэмульгирование – самый дешевый, быстрый и простой в осуществлении – способ разрушения эмульсий. Его сущность заключается в устранении энергетического барьера (в виде стабилизирующего действия эмульгаторов в бронирующей оболочке), препятствующего расслоению эмульсий. Как правило, для обработки определенного сорта нефти применяют смесь реагентов, каждый из которых выполняет определенную функцию.

3.7. Методы предотвращения образования эмульсий.

Для предотвращения эмульгирования нефти необходимо устранить условия, при которых происходит образование нефтяных эмульсий в процессе добычи. Главные из них:

1) совместное поступление нефти и воды из скважины;

2) интенсивное перемешивание, приводящее к диспергированию одной жидкости в другой;

3) присутствие в нефти природных эмульгаторов.

Для раздельного извлечения нефти и воды из скважин они оборудуются двумя подъемниками: одним для нефти, другим для воды. Однако из-за сложностей при поддержании технологии, широкого распространения данный метод не получил.
Наибольшее внимание на месторождениях необходимо уделять уменьшению перемешивания нефти и воды с целью снижения стойкости нефтяной эмульсии. Так как в фонтанных скважинах наибольшее перемешивание нефти и воды происходит в подъемных трубах и при прохождении нефтегазовой смеси через штуцеры, то степень перемешивания может быть уменьшена, если в сепараторах, расположенных после штуцера, поддерживать повышенные давления. Этим достигается снижение перепада давления в штуцере и соответственно снижается степень перемешивания потока.
При выборе того или иного вида газлифтной добычи необходимо учитывать, что в скважинах, эксплуатируемых периодическим газлифтом, перемешивание происходит в меньшей степени при подъеме столба жидкости в насосно-компрессорных трубах. Однако в результате изменения направления потока на устье скважины, при движении по выкидным линиям и при прохождении через сепараторы, смесь нефти и воды сильно перемешивается и эмульгируется. В отличие от периодического, при непрерывном газлифте наибольшее перемешивание происходит в насосно-компрессорных трубах и меньшее — в поверхностном оборудовании.
При эксплуатации скважин глубинными штанговыми насосами с целью предотвращения образования стойких эмульсий особое внимание должно быть уделено повышению к. п. д. глубинно-насосной установки. Чем выше ее к. п. д., тем меньше создается условий для перемешивания жидкости при подъеме. К. п. д. глубинно-насосной установки можно повысить соответствующим подбором числа качаний и длины хода полированного штока, применением клапанных узлов большего диаметра, устранением пропуска в этих узлах и особенно хорошей подгонкой плунжера к цилиндру насоса.
Для увеличения коэффициента заполнения насоса и ликвидации вредного влияния газа желательно предотвратить по возможности поступление газа в насос. С этой целью обычно на приеме насоса устанавливают приспособление (газовый якорь), который обеспечивает более полное заполнение насоса и устраняет образование в нем газовых «мешков».

Для уменьшения эмульгирования нефти в поверхностном оборудовании выкидные линии от скважин должны прокладываться по возможности без резких поворотов и острых углов и иметь достаточный диаметр для сведения к минимуму турбулизацию потока. В выкидных линиях и нефтесборных коллекторах должно устанавливаться минимальное число задвижек и клапанов, чтобы устранить перемешивание жидкости в результате изменения проходного сечения труб в этих местных сопротивлениях. Выкидные линии от скважин должны прокладываться с таким уклоном, чтобы не происходило скопления воды в пониженных местах трубопроводов, так как это может создать благоприятные условия для эмульгирования нефти.

При выборе насосов для перекачки обводненной нефти предпочтение должно быть отдано поршневым насосам по сравнению с центробежными, поскольку они имеют повышенные к. п. д. и меньше перемешивают перекачиваемую жидкость. Насосы должны поддерживаться в исправном состоянии, пропуски в рабочих органах должны быть сведены к минимуму.
Экспериментально установлено, что в самотечных системах сбора нефти происходит меньшее эмульгирование продукции скважин по сравнению с напорными. Поэтому при проектировании нефтесборных коллекторов должно быть обращено внимание на рельеф местности с максимальным использованием самотека в нефтесборных коллекторах.
Все перечисленные выше способы для уменьшения поступления воды вместе с нефтью и снижения степени перемешивания не могут полностью исключить образования нефтяных эмульсий. Поэтому наибольшее внимание приходится уделять разрушению образовавшихся эмульсий с последующим отделением нефтяной фазы от воды.

⇐ Предыдущая 1 2 3 4 567 8 9 10 Следующая ⇒